авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 |

«Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Эффективность электроэнергетических Секция 1 ...»

-- [ Страница 7 ] --

Кривая выпрямленного напряжения на нагрузке формируется симметричной двенадцатифазной системой напряжений, которая получается в результате сложения линейных напряжений обмотки, соединенной в звезду с соответствующими линейными напряжениями обмотки, соединенной в треугольник, таким образом, формируются 12 пульсаций обозначенные векторами (s1-s12). Под действием напряжений обусловленных векторами формирующих эти пульсации, ток нагрузки протекает только по трем вентилям. В любой момент времени ток протекает через три последовательно соединенных вентиля, что обеспечивает повышенный КПД по сравнению с традиционной схемой. Обратные напряжения на вентилях катодной и анодной групп имеют ту же форму, что и в трехфазной мостовой схеме [1,2], а их максимальное значение равно амплитуде линейного напряжения обмоток:

UVm= U2л Ud 0?524Ud.

Максимальное обратное напряжение на вентиле кольцевой группы равно:

UVm=2 U2л U2л 1,012Ud.

Расчет трансформатора производится, как и для традиционной двенадцатифазной последовательной схемы. Действующие значения фазных токов для обмотки соединенной в звезду I2 = 0,817Id, а для обмотки, соединенной в треугольник I2 = 0,471Id. Расчетные мощности этих обмоток одинаковы: S2 = S’2 = 0,524Pd. Суммарная мощность вторичных обмоток равна S2 = 1,05Pd.

Действующее значение тока первичной обмотки равно:

I1=1,577 ;

где kТ — коэффициент трансформации, определенный для вторичной обмотки трансформатора, соединенной в звезду. (для вторичной обмотки трансформатора, соединенной в треугольник, коэффициент трансформации равен ).

Расчетная мощность первичной обмотки равна S1 = 1,012Pd и типовая мощность трансформатора, определяемая как среднее арифметическое расчетных мощностей его обмоток, равна SТ = 1,03Pd. Коммутация вентилей в схеме происходит точно так же, как и в трехфазной мостовой схеме. Коммутирующим напряжением является линейное напряжение соответствующей обмотки. За период частоты питающей сети в каждой вторичной обмотке происходит шесть коммутаций. При этом в трех коммутациях участвуют вентили катодной (или анодной для обмотки, соединенной в звезду) группы и в трех коммутациях — вентили кольцевой группы.

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Коммутационные потери напряжения на каждом интервале коммутации будут такими же, как и трехфазной мостовой схеме. Таким образом, среднее значение коммутационных потерь напряжения будет вдвое больше, чем в трехфазной мостовой схеме, но и среднее значение выпрямленного напряжения в рассматриваемой схеме вдвое выше. Следовательно, уравнение внешней характеристики выпрямителя будет иметь тот же вид, что и в трехфазной мостовой схеме:

Ud = Ud0 Xa Id, где Xa — индуктивное сопротивление рассеяния обмотки трансформатора.

По результатам анализа определено, что режимы работы трансформаторов в кольцевых и мостовых 12-пульсных выпрямителях последовательного типа идентичны. Таким образом 12 пульсная кольцевая схема выпрямления имеет низкий коэффициент пульсаций выпрямленного напряжения, хороший гармонический состав тока, потребляемого из сети и низкую типовую мощность трансформатора и обладает существенным преимуществом: более низкое прямое падение напряжения на вентилях, а шесть диодов вентильного кольца имеют меньшие анодные токи, что снижает общую мощность потерь в вентильной схемы на четверть. Применение диодов с высоким классом по напряжению позволяет снизить мощность потерь и в мостовых и в кольцевых схемах за счет уменьшения числа диодов в плече, но и в этом случае мощность потерь на 25% меньше у кольцевых выпрямителей.

Список литературы:

1. Попков О. З. Основы преобразовательной техники : учеб. пособие для вузов / О. З. Попков.– М.:

Изд-во МЭИ, 2005. – 200 с.

2. Беркович Е. И. Полупроводниковые выпрямители / Е. И. Беркович, В. Н. Ковалев, Ф. И. Ковалев и др.;

ред.: Ф. И. Ковалев, П. П. Мосткова. – 2-е изд., перераб. - М. : Энергия, 1978. – 447 с.

3. А. с. 995231 СССР Преобразователь m- фазного переменного напряжения в постоянное / Ю.В.

Потапов // Открытия, изобретения, промышленные образцы, товарные знаки. – 1980.-№ 15.

4. Евдокимов С.А. Синтез схем многопульсных выпрямителей с естественной коммутацией.

Материалы VIII Международной конференции «Актуальные проблемы электронного приборостроения»: в 7 т. Т. 6. – Новосибирск: НГТУ, 2006. - С 56 - 63.

5. Евдокимов С.А. Синтез схем выпрямления, основанный на топологии вращающихся систем напряжений вентильных обмоток / Г.Н. Ворфоломеев, С.А.Евдокимов, Н.И.Щуров и др. // Электротехника. 2006. - № 10. – С. 33 - 40.

Снижение потерь мощности в ЛЭП путем регулирования потока реактивной мощности Степанов А.С., Калина Р.А., Амплеев А.Н.

Северо-Кавказский федеральный университет, Россия, г. Ставрополь stepas1955@mail.ru На основе уравнений длинной линии в работе [1] было получено расчетное выражение для определения потерь активной мощности в линиях электропередачи (ЛЭП):

P22 Q P H Ia U 2 HUa P2 H Pa Q2 H Qa (1) U где P2, Q2, U2 – активная и реактивная мощности и напряжение в конце электропередачи, а параметры H вычисляются по формулам:

sh2 L cos sin 2 L sin Zc H Ia sh2 L cos sin 2 L sin H Ua 2Z c (2) H Pa ch2 L cos cos 2 L sin 2 sin ch2 L cos 2 L H Qa Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Z Z cos j sin Здесь: – волновое сопротивление линии, L – длина ЛЭП, c c j - коэффициент распространения электромагнитной волны.

В монографии [2] рассмотрена возможность снижения потерь мощности в ЛЭП за счет регулирования уровня напряжения и показано, что минимальных потерь мощности можно добиться, если изменять напряжение по следующему закону:

U 2 kU P2, где kU – коэффициент, зависящий от конструктивных параметров электропередачи. В обозначениях работы [1] он равен 4 H Ia kU 4 HUa H Ia H Qa Однако, анализ такого регулирования напряжения, проведенный в [2], показывает, что данный подход малоэффективен из-за узости возможного диапазона изменения U2 и несовершенства существующих средств регулирования (РПН автотрансформаторов). Отмечается, что «при существующих ограничениях диапазона изменения напряжения метод снижения потерь активной мощности путем регулирования напряжения в конце линии целесообразно применять только для протяженных линий ультравысокого напряжения. Однако и там могут возникать сложности с созданием необходимого оборудования. Для линий более низких классов напряжения применение этого метода представляется нецелесообразным» [2].

Рассмотрим возможности снижения потерь мощности в ЛЭП путем регулирования потока реактивной мощности, а нет напряжения.

Анализ поведения параметров Н в зависимости от длины электропередачи показывает, что первые три параметра из (2) всегда положительны и возрастают с ростом длины ЛЭП, а параметр HQa – всегда отрицателен и убывает с ростом длины электропередачи.

Как следует из уравнения (1), потери мощности в ЛЭП имеют два слагаемых, зависящих от потока реактивной мощности: одно – от квадрата Q2, другое – пропорциональное Q2. График зависимости потерь мощности Р от потока реактивной мощности Q2 для ЛЭП 500 кВ длиной км, выполненной проводом 3хАС-300 с погонными параметрами r0=0,033 Ом/км, x0=0,31 Ом/км, g0=3,6·10-8 См/км, b0=3,97·10-6 См/км, при нагрузке P2 = 500 МВт показан на рисунке 1.

P,МВт Q2, МВАр 200 300 0 Рисунок 1 – Зависимость потерь мощности в ЛЭП 500 кВ от потока реактивной мощности Из этого графика видно, что имеется некоторое оптимальное значение потока реактивной мощности, отличное от нуля, при котором потери мощности в ЛЭП минимальны. Взяв Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ производную от Р по Q2 в уравнении (1) и приравняв ее к нулю, получим выражение для вычисления этого значения реактивной мощности:

H Qa Q2опт U (3) 2 H Ia Из выражения (3) следует, что оптимальный поток реактивной мощности не зависит от передаваемой активной мощности, а определяется только уровнем напряжения и конструктивными характеристиками ЛЭП.

Исследование влияния на значение Q2опт изменения удельных параметров ЛЭП (r0, x0, g0, b0) показало, что в рамках возможных пределов их изменения оптимальная реактивная мощность растет с ростом r0 и b0 и уменьшается с ростом x0 и g0.

Для оценки эффективности поддержания в конце ЛЭП потока реактивной мощности на уровне Q2опт сравним этот режим с режимом полной компенсации реактивной мощности в конце ЛЭП, т.е. с режимом, характеризующимся значением Q2 = 0.

Если в уравнение (1) вначале подставить значение Q2 = 0, а затем – выражение для Q2опт из (3) и вычесть из первого результата второй, то получится выражение для разницы в потерях мощности между двумя рассматриваемыми режимами:

H Qa P P0 Pопт U 22 (4) 4 H Ia Из уравнения (4) следует, что выигрыш в потерях мощности оптимального режима по сравнению с режимом полной компенсации не зависит от передаваемой активной мощности, а, как и величина Q2опт, определяется только уровнем напряжения и конструктивными характеристиками ЛЭП.

Если рассмотреть процент этого выигрыша P от P0, то для рассмотренной выше ЛЭП 500 кВ его зависимость от нагрузки Р2 имеет вид, показанный на рисунке 2. Как видно из графика, выигрыш в потерях мощности при поддержании потока реактивной мощности на уровне Q2опт по сравнению с режимом полной компенсации (Q2 = 0) даже в самых нагруженных режимах составляет около 5 %.

Р, % Р2, МВт 200 400 600 800 Рисунок 2 – Зависимость выигрыша в потерях мощности от нагрузки ЛЭП 500 кВ В таблице приведены результаты расчетов рассмотренных в данной работе параметров для ряда ЛЭП разного номинального напряжения.

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Таблица – Расчетные данные для ЛЭП Uном, кВ Марка провода L, км Q2опт, МВАр P, МВт АС- 35 30 0,05 0, АС- 110 80 1,35 0, АС- 220 120 7,54 0, 2хАС- 330 300 58,4 0, 3хАС- 500 500 224,4 3, 4хАС- 750 1000 851,1 13, Рассмотренные выше свойства потока реактивной мощности и его влияние на потери активной мощности в ЛЭП делают актуальным решение задачи управления этим потоком с целью минимизации потерь мощности и энергии. Как видно из данных, приведенных в таблице, оптимальное управление линиями электропередачи напряжением 330 – 750 кВ может обеспечить существенный эффект в снижении потерь мощности и энергии. Очевидно, что устройства, способные обеспечить управление потоком реактивной мощности с целью минимизации потерь, должны создаваться на принципах, характерных для так называемых «гибких линий» [3].

Список литературы:

1. Степанов А.С., Маругин В.И., Степанова А.А. О составляющих потерь мощности в линиях электропередач // Вестник СевКавГТУ.- 2010.- №3 (24).- С.105-108.

2. Рыжов Ю. П. Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения – М.: Издательский дом МЭИ, 2007. – 488 с.

3. Narain G. Hingorani, Laszlo Gyugyi. Understanding FACTS. Concepts and Technology of Flexible AC Transmission systems. – John Wiley & Sons Ltd., Publication, 1999. – 428 с.

Методы оперативной идентификации параметров трехобмоточных трансформаторов Степанов С.А., Пустовалов П.А.

Северо-Кавказский федеральный университет, Россия, г. Ставрополь stepanovsa86@gmail.com В настоящее время для формирования расчетных математических моделей электроэнергетических систем (ЭЭС) в подавляющем большинстве случаев используются паспортные (справочные) данные элементов электрической сети: линий электропередач, трансформаторов, генераторов и т.д. В частности, в схемах замещения трансформаторов и автотрансформаторов используются параметры, полученные на заводе-изготовителе с помощью опытов короткого замыкания и холостого хода. Результаты экспериментального определения параметров режима в опытах короткого замыкания и холостого хода штатными средствами измерения имеют существенные погрешности из-за значительной несинусоидальности кривых тока и напряжения, что приводит к погрешностям при определении параметров трансформаторов по общепринятым соотношениям. Кроме того их параметры могут претерпевать ощутимые изменения в процессе эксплуатации. Следовательно, указанный подход не обеспечивает должной адекватности полученной математической модели ЭЭС. Оперативная идентификация параметров трансформаторов обеспечит адаптацию параметров схемы замещения к текущему состоянию электрической сети, позволит исследовать их поведение в различных условиях.

В [1] предложен метод идентификации параметров двухобмоточных трансформаторов на основе выражений, описывающих падение напряжения в трансформаторе в квадратичной форме, без выделения потерь на намагничивание. Применяя данный метод, можно составить аналогичные уравнения для трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора), расчетная схема замещения которого приведена на рис. 1.

Рис. 1. Схема замещения трехобмоточного трансформатора Для этого используем известное выражение для определения напряжения в конце ветви по напряжению в ее начале и известному потоку мощности. Для ветви схемы замещения, соответствующей обмотке ВН трансформатора, это выражение имеет вид:

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ PВ RВ QВ X В P* X QВ RВ, * * * U0 U В j В В UВ UВ * * PВ, QВ где – потоки мощностей по обмотке ВН с учетом потерь холостого хода.

PВ PВ U ВG, QВ QВ U В B * 2 * Аналогичные выражения можно записать для ветвей, соответствующих обмоткам СН и НН. Переходя к квадратичной форме, полученные уравнения запишем в виде:

I В RВ 2 I В X В 2 2PВ R В 2QВ X В U В U 0 0, 2 2 * * 2 (1) UС IС kТВС RС 2 IС kТВС X С 2 2 PС R С 2QС X С U 0 0, 22 22 (2) kТВС UН 2PН R Н 2QН X Н U 0 2 0, I Н kТВН RН I Н kТВН X Н 22 (3) kТВН UН UВ UС где – напряжение на стороне ВН;

– напряжение на стороне СН;

– kTВС, kTВН – коэффициенты трансформации ВН-СН и ВН-НН;

PВ, напряжение на стороне НН;

QВ, PС, QС, PН, QН – потоки активных и реактивных мощностей в обмотках ВН, СН и НН RВ, X В, RС, X С, RН, X Н соответственно;

– активные и реактивные сопротивления I I I U обмоток ВН, СН и НН соответственно, В, С, Н – токи в обмотках ВН, СН и НН, – напряжение в «средней» точке схемы замещения трансформатора (рис. 1).

U Выразив в уравнении (1) и подставив в уравнения (2) и (3), получим следующие выражения:

U В 2 PВ R В 2QВ X В I В RВ I В X В I С kТВС RС I С kТВС X С 2 * * 22 22 22 2 22, (4) U 2 PС R С 2QС X С 2 С kТВС U В 2 PВ R В 2QВ X В I В RВ I В X В I Н kТВН RН I Н kТВН X Н 2 * * 22 22 22 2 22. (5) U 2 PН R Н 2QН X Н 2 Н kТВН RВ, X В, Так как в рассматриваемом случае имеется десять неизвестных параметров:

RС, X С, RН, X Н, kTВС, kTВН, G, B, то потребуется сформировать и решить систему из десяти уравнений. Для этого понадобятся измерения параметров пяти различных режимов. При этом предполагается, что параметры трансформатора в период существования этих режимов не изменяются.

Помимо выражений, основанных на определении параметров трансформаторов через потери напряжения в них, можно воспользоваться выражениями, основанными на определении потерь мощности.

Потери мощности в каждой из обмоток трансформатора определяются по известным формулам:

P I 2 R, Q I 2 X.

Считая, что Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ PВ PС PН PВ PС PН 0 и * QВ QС QН QВ QС QН 0, * получим следующие выражения:

PВ PС PН I В RВ IС kТВС RС I Н kТВН RН 0, * 2 22 (6) QВ QС QН I В X В IСi kТВС X С I Нi kТВН X Н 0.

* 2 22 (7) В выражениях (6), (7) содержатся те же десять неизвестных. Следовательно, если выражения (4), (5) и (6), (7) использовать совместно, то можно получить систему из двенадцати уравнений с измерениями величин, характеризующих всего три различных режима:

U Вi 2 PВi R В 2QВi X В I Вi RВ I Вi X В I Сi kТВС RС I Сi kТВС X С 2 * * 22 2 2 22 2 22 U 2 PСi R С 2QСi X С 2Сi kТВС U Вi 2 PВi R В 2QВi X В I Вi RВ I Вi X В I Нi kТВН RН I Нi kТВН X Н, (8) * * 22 2 2 22 2 22 U Нi 2 PНi R Н 2QНi X Н 2 kТВН P* P P I 2 R I 2 k 2 R I 2 k 2 R Вi Сi Нi Вi В Сi ТВС С Нi ТВН Н QВi QСi QНi I Вi X В I Сi kТВС X С I Нi kТВН X Н * 2 22 где i 1, 2,3 – номер одного из трех требуемых режимов.

В полученной системе (8) уравнения, описывающие падение напряжения, являются нелинейными, а выражения, описывающие потери мощности – линейными. Для решения данной системы уравнений можно воспользоваться методом Ньютона. В целях упрощения расчетов и RС, X С, RН, повышения сходимости следует из линейных уравнений выразить зависимости XН :

( PВ1 PС1 PН 1 I В1RВ ) I Н 2kТВН ( PВ 2 PС 2 PН 2 I В 2 RВ ) I Н 1kТВН * 2 2 2 * 2 RC I C1kТВC I Н 2kТВН I C 2kТВC I Н 1kТВН 22 2 2 22 (9) PС 2 PН 2 I В 2 RВ ) I C1kТВC ( PВ1 PС1 PН 1 I В1RВ ) I C 2kТВC * 2 22 * 2 ( PВ RН (10) IC1kТВC I Н 2kТВН I C 2kТВC I Н 1kТВН 22 2 2 22 (Q* Q QН 1 I В1 X В ) I Н 2kТВН (QВ 2 QС 2 QН 2 I В 2 X В ) I Н 1kТВН 2 22 * 2 X C В1 С1 (11) IC1kТВC I Н 2kТВН IC 2kТВC I Н 1kТВН 22 22 22 (Q* QС 2 QН 2 I В 2 X В ) I C1kТВC (QВ1 QС1 QН 1 I В1 X В ) I C 2kТВC 2 22 * 2 X Н В2 (12) IC1kТВC I Н 2kТВН IC 2kТВC I Н 1kТВН 22 22 22 Подставив полученные выражения (9)-(12) в нелинейные уравнения системы (8) и решив RВ, X В, kTВС, kTВН, G, B. По ее методом Ньютона, получим значения параметров kTВН, G, B определяются значения RС, RВ, X В, kTВС, найденным значениям переменных X С, RН, X Н.

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ RВ, Полученные зависимости решений нелинейных уравнений от искомых переменных X В, kTВС, kTВН приведены на рисунке 2. Точки пересечения кривых являются решениями системы уравнений.

RВ XВ KВН KВС Рис.2. Характер зависимостей решений уравнений от искомых переменных Предлагаемая модель позволяет оперативно идентифицировать параметры трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов), в том числе уточнять величины сопротивлений обмоток в зависимости от текущего положения РПН, температуры и т.д.

Использование достоверных, синхронизированных во времени измерений параметров режима, полученных с помощью устройств PMU [2], позволит достичь требуемого для проведения идентификации уровня качества исходных данных, а также даст возможность дополнить предлагаемую модель идентификации алгоритмом, основанным на определении разности углов U В –U С и U В –U Н :

между напряжениями PВ X В QВ RВ PС X С QС RС UВ U С kTВС tg ( ВС ) (13) P R QВ X В PС RС QС X С UВ В В UВ U С kTВС P X QВ RВ PН X Н QН RН ВВ UВ U Н kTВН tg ( В Н ) (14) P R QВ X В PН RН QН X Н UВ В В UВ U Н kTВН Система уравнений (8), дополненная уравнениями (13), (14), требует для проведения идентификации измерения величин, характеризующих всего два различных режима.

Список литературы:

1. Бердин А.С., Крючков П.А. Формирование параметров модели ЭЭС для управления электрическими режимами. Екатеринбург: Изд. УГТУ, 2000. 107 с.

2. IEEE Standard for Synchrophasors for Power System / IEEE Std. C37.118-2005. – New York: IEEE, 2006. – 57 p.

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Современные способы моделирования управляемого подмагничиванием шунтирующего реактора А.А. Суворов Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Россия, г. Томск lejkasvr@yandex.ru Существенное повышение управляемости и эффективности функционирования электроэнергетических систем может быть достигнуто путем применения управляемых технологий и устройств FACTS (FlexibleAlternativeCurrentTransmissionSystems), к которым относятся: управляемые шунтирующие реакторы (УШР), статические тиристорные компенсаторы (СТК), статические синхронные компенсаторы (СТАТКОМ) и другие. Среди FACTSустройств наиболее распространённым в настоящее время, особенно в российских сетях, является УШР, основные назначения которого: компенсация реактивной мощности для регулирования напряжения и минимизация потерь за счет уменьшения потоков реактивной мощности.В российских сетях, как правило, применяются два типа УШР: УШР трансформаторного типа (УШРТ) и УШР с подмагничиванием (УШРП), которому посвящена данная работа.

УШРП выполняется на общих принципах трансформаторостроения и, как правило, на общем сердечнике реактора располагается сетевая обмотка, компенсирующая обмотка и обмотка управления. Сетевая обмотка является основной рабочей обмоткой, управляющая подключена к регулируемому по значению источнику постоянного напряжения. Каждая из обмоток создает свои магнитные потоки: сетевая обмотка - переменный поток промышленной частоты;

управляющая – постоянный, регулируемый по значению поток подмагничивания. Постоянный поток подмагничивания смещает переменный поток в область насыщения кривой намагничивания стали, что и приводит к изменению индуктивного сопротивления устройства. При насыщении сердечника возникает искажение сигнала, а именно появляется ток третьей гармоники, для ограничения которогоприменяется соединенная в треугольник компенсационная обмотка[1].

При формировании уравнений, описывающих процессыпротекающие в УШРП, учитывается взаимодействие каждой обмотки фазы с собственным основным магнитным потоком и потоком рассеивания. Согласно обозначенному подходу создаваемая математическая модель должна объединять в себе систему уравнений трех фаз трехобмоточного реактора, которая включает в себя:

1. Уравнения магнитосвязанных потоком фазы контуров каждой обмотки:

d0i di L i i r i i i u i w i dt dt d0i di i L i r i i i w i dt dt d i di L i i r i i i u i w i dt dt j w ji число витков где: ой обмотки;

i фазы A, B, C ;

мгновенное значение основного магнитного потока фазы i ;

мгновенное значение магнитного потока управления фазы i ;

L ji j обмотки фазы i ;

индуктивность рассеивания i ji j обмотке фазы i ;

мгновенное значение тока в rji j обмотки фазы i ;

активное сопротивление u ji j обмотки фазы i.

мгновенное значение напряжения 2. Уравнения магнитодвижущих сил для каждой фазы:

w i i i w i i i w i i i F i Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ F i, где i намагничивающая сила для фазы определяемая с учетом возможного насыщения стали выражением:

F i K 0i.

Полученные системы уравнений позволяют синтезировать соответствующую математическую модель УШРП, воспроизводящую процессы в обмотках, с учетом магнитопровода и его нелинейности, а также программно-аппаратной реализации данной модели, которая позволит бездекомпозиционно и непрерывно в реальном времени и на неограниченном интервале осуществлять обработку такого рода математических моделей, содержащих жесткую нелинейную систему дифференциальных уравнений, с гарантированной точностью. Решение такой модели численным путем не эффективно, в связи с необходимым для этого упрощением и ограничением математической модели, и как следствие сокращением полноты и достоверности моделирования.

Создание указанной модели и разработка альтернативного пути решения, а также программно-аппаратных средств, адаптированных для применения в соответствующей среде моделей ЭЭС является весьма актуальной задачей, с решением которой связанна данная работа, включающая синтез обозначенной математической модели и создание программно-аппаратных средств – специализированного процессора УШР (СПР), структура которого изображена на рисунке 1.

Рис.1. Структура специализированного процессора УШР В состав СПР входят:

1. Микропроцессорный узел (МПУ), с помощью которого моделируется САУ УШРП и всё информационное управление. МПУ содержит центральный и периферийный микроконтроллер и аналого-цифровой преобразователь. САУ УШРП имеет три канала: по напряжению, по току и по реактивной мощности. Пример блок-схемы работы САУ приведен на рисунке 2. Каждый канал содержит защиту от перегрузки и от перенапряжения. Есть режимы форсированной загрузки и разгрузки УШРП. Изменение сопротивления УШРП пропорционально отклонению напряжения, тока или реактивной мощности от уставки.

2. Гибридный сопроцессор реактора (ГСР), с помощью которого осуществляется непрерывное и неявное решение системы дифференциальных уравнений математической модели УШРП в реальном времени и на неограниченном интервале.Выходные переменные ГСР представляются выходными напряжениями, которые преобразуются с помощью преобразователей Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ u/i в модельные физические токи. Непрерывная информация о напряжениях в выходных узлах с помощью повторителя напряжений вводится в ГСР.

Нет Нет Запуск Запуск U = UУст -U t tтаймер1 I = I - IУст t tтаймер таймера 1 таймера Да Да Xр Xр Да Отключение Да I 1,2*Iном Отключение УШР I 1,2*Iном УШР Нет Да U 1,3*Uуст Отключение УШР Да Нет Запуск t tтаймер I -0,1*Iном таймера Нет Да Нет Xр XminСАУ Да Нет Запуск U Kстат*Uуст t tтаймер таймера I 0,7*Iуст Нет Да Да Нет Запуск t tтаймер I 0,1*Iном Нет Xр XminСАУ таймера Да Нет U 0 Да Нет Запуск t tтаймер4 Xр XmaxСАУ таймера I 1,3*Iуст Да Xр XmaxСАУ а б Нет Запуск Q = QУст - Q t tтаймер таймера Да Xр Нет Да Отключение I 1,2*Iном УШР в Рис. 2. Блок схема работы канала САУ а) по напряжению б) по току в) по реактивной мощности 3. Для осуществления всевозможного спектра трехфазных и пофазных продольно поперечных коммутаций (ППК) используется цифро-управляемые аналоговые ключи. Переходное сопротивление коммутации реализуется с помощью цифро-управляемых сопротивлений.

Разработанный подобным образом СПР адаптирован для использования во Всережимном моделирующем комплексе реального времени электроэнергетических систем, который был создан в Энергетическом институте Томского политехнического университета [2].

Список литературы:

1. Брянцев А.М. Управляемые подмагничиванием электрические реакторы. – М.: Знак, 2004.

2. Боровиков Ю. С., Гусев А. С., Сулайманов А. О. Принципы построения средств моделирования в реальном времени интеллектуальных энергосистем. – Электричество, 2012, №6.

Перспективы развития ветроэнергетики на территории с экстремально-низкими температурами в зимний период Тремясов В.А., Бобров А.В., Кенден К.В.

Сибирский федеральный университет, Россия, г. Красноярск kuca08@mail.ru Основной проблемой районов крайнего Севера на сегодняшний день является отсутствие эффективного электроснабжение потребителей. Традиционным путем решения данной проблемы является замена устаревших дизельных электростанций (ДЭС) с корректировкой их Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ установленных мощностей. Принципиально более привлекательный вариант совершенствования системы электроснабжения является ее построение с ориентацией на местные, в том числе возобновляемые энергоресурсы.

Таймырский Долгано-Ненецкий автономный округ также относится к районам крайнего Севера. Централизованное электроснабжение потребителей района осуществляется от Норильской энергосистемы, расположенной на Юго-западной части Таймырского автономного округа (Норильские ТЭЦ – Усть-Хантайская ГЭС – Курейская ГЭС) и частично на территории северо западной части Туруханского района, остальная часть территории и около половины населения района получают электроснабжения за счет 24 автономных дизельных электростанции с общей мощностью 30 МВт. Эти ДЭС обеспечивают жизнедеятельность примерно 40 населенных пунктов на площади 880 тыс. кв.км [1].

Исследования Таймырского Долгано-Ненецкого автономного округа на ветроэнергетический потенциал представлены в работах [1, 2]. В [3] подробно описывается опыт внедрения ветроэнергетических установок производства Днепропетровского исследовательского конструкторского бюро (Украина). Опыт эксплуатации показал, что далеко не все ВЭУ способны работать в условиях арктического климата. Для эксплуатации на территории Заполярья требуются ветроэнергетические установки, способные выдерживать низкие температуры и гололедные явления. Перспективной в данном направлении представляется заработка немецкой компании «Nordwind Energieanlagen GmbH». Принципиальное отличие ВЭУ «Nordwind» состоит в отсутствии системы поворотных лопастей (pitch-системы), которая в наибольшей степени подвержена выходу из строя при образовании гололеда. Регулировка мощности у данных ВЭУ осуществляется с помощью гидравлической системы, которая расположена внутри гондолы и полностью защищена от негативного воздействия окружающей среды. Использование гидравлической системы в ветроэнергетических установках осуществляют всего два мировых производителя: новозеландская компания «Windflow» и немецкая компания «Nordwind».

Немецкие разработчики, в отличии от новозеландских коллег, проявляют большой интерес рынку северных территорий России и Канады. Новозеландская компания ориентирована на южные страны. Опыт эксплуатации ВЭУ «Nordwind» в условиях Альпийских гор показал возможность эксплуатации ВЭУ при температуре до -40 оС. Разработчиками планируются дальнейшие разработки в направлении устойчивости ВЭУ к гололедным явлениям. Предполагается, что в перспективе нескольких лет данная технология ветроэнергетических установок станет активно использоваться на территории России.

Помимо технологии компании «Nordwind» имеется ряд отечественных и зарубежных производителей, выпускающих ВЭУ для эксплуатации в климатических условиях России и Канады, использующих другие технологии адаптации к условиям Крайнего Севера. Произведена оценка эффективности использования ВЭУ различных производителей на территории Таймыра.

Среднегодовые скорости ветра в Таймырском районе, полученные за 10-летний срок наблюдения метеорологическими станциями, представлены в таблице 1.

Институтом систем энергетики им. Л.А. Мелентьева предложено считать эффективной зоной использования ветроэнергетических установок на территории России зону со среднегодовой скоростью ветра, составляющей 5 м/с и более. При среднегодовой скорости в диапазоне от 3 до м/с повторяемости скорости ветра носит выраженный сезонный характер – ветровая энергия может быть эффективно использована преимущественно в весенний и осенний период, а зоны, на которых среднегодовая скорость ветра менее 3 м/с малопригодны для использования ВЭУ с ветроколесом, установленным на высоте флюгера. Отсюда значения среднегодовых скоростей ветра целесообразно группировать по 3 основным ветроэнергетическим зонам:

I ветровая зона с высоким ветроэнергетическим потенциалом, где среднегодовая скорость ветра составляет более 5 м/с;

II ветровая зона со средним ветроэнергетическим потенциалом, где среднегодовая скорость ветра составляет от 3 до 5 м/с;

III ветровая зона с низким ветроэнергетическим потенциалом, где среднегодовая скорость ветра составляет до 3 м/с включительно.

Из таблицы 1 видно, что преобладающая часть метеорологических станций относятся к I ветровой зоне, расположенной в основном на границе с Северным Ледовитым океаном, оставшаяся часть попадает под II ветровую зону, и всего 2 станции, находящиеся в южной части района относятся к III ветровой зоне.

На территории Таймыра рассмотрено 19 населенных пунктов, перспективных к строительству ветроэнергетических установок (ВЭУ) с точки зрения ВЭП и наличия Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ энергодефицита. На основе значений среднегодовых скоростей ветра авторами работы [4] произведен расчет технико-экономической оценки (ТЭО) возможностей ветроэнергетических установок современных производителей в России и за рубежом в климатических условиях населенных пунктов, расположенные в I и II зонах. ТЭО произведена для ВЭУ различных производителей, работающих в комбинированной ветро-дизельной системе электроснабжения совместно с существующими ДЭС. В основу технико-экономической оценки положен алгоритм, представленный в работе [3] и составленный на основе общепризнанных методик [4, 5]:

Таблица 1 – Среднегодовые скорости ветра по метеорологическим данным в Таймырском Долгано-Ненецком муниципальном районе Среднегодовая Ветровая зона Метеорологическая станция скорость ветра, м/с Краснофлотские, острова 5, Солнечная, бухта 6, Малый Таймыр, остров 5, Челюскин, мыс 6, Уединения, остров 6, Русский, остров 6, Андрея, остров 5, Тыртова, остров 6, Правды, остров Таймыры, реки, устье (Устье Таймыры) 6, Эклипса, бухта (бухта Ломоносова) 6, Известий ЦИК, острова 6, Стерлегова, мыс 6, I Таймырское озеро 6, Косистый, мыс 6, Диксон, остров 7, Усть-Тарея 5, Лескина, мыс 6, Сопочная Корга и Гольчиха 6, Кресты Таймырские 6, Караул и Толстый Нос 7, Усть-Енисейский порт 5, Дудинка 5, Норильск и Тиксель, озеро 5, Надежда 7, Медвежий Ручей 6, Прончищепой, бухта 4, Хатанга 4, Волочанка 3, II Валек 4, Имангда, Рудная 4, Потапопо 4, Лама, озеро 1, III Имангда, Гремяка 2, произведен выбор вариантов состава и установленной мощности ветроэнергетических установок в составе ветродизельных комплексов, который определялся на основе характеристик (климатическое исполнение ВЭУ, объем потребления электрической энергии населенным пунктом, установленная мощность ВЭУ);

определены основные показатели капитальных затрат К и срока окупаемости ТОК для типовых ВЭУ различных производителей, перспективных к использованию в арктическом климате.

Результаты расчетов приведены в таблицах 2-4.

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Таблица 2 – Расчетные капитальные затраты на строительство и срок окупаемости для ВЭУ средней мощности в населенных пунктах Таймыра.

Производители ВЭУ Vergnet GEV R Nordwind NW24- Northen Power Населенный Endurance E- MP275 180 HY-D пункт К, млн. ТОК, К, млн. ТОК, К, млн. ТОК, К, млн. ТОК, руб. лет руб. лет руб. лет руб. лет Пос. Диксон 142, 85 2,74 152,8 2,73 258,2 5,32 194,6 4, Пос. Караул 102,9 3,65 120,6 3,46 187,64 7,60 147,8 5, Село Каяк 62,95 6,48 88,4 5,29 70,04 7,28 85,4 7, Пос. Носок 62,95 5,25 88,4 4,33 140, 6 8,46 116,6 6, Таблица 3 – Расчетные капитальные затраты на строительство и срок окупаемости для ВЭУ малой мощности в населенных пунктах Таймыра.

Производители ВЭУ Населенный Nordwind Hummer Endurance Муссон- пункт NW17-60 H12-50000W E- К, млн. ТОК, К, млн. ТОК, К, млн. ТОК, К, млн. ТОК, руб. лет руб. лет руб. лет руб. лет Пос. Волочанка 83,85 6,16 107,52 7,65 72,9 5,07 76, 02 4, Пос. Воронцово 39,84 6,65 42, 84 8,76 41,7 8,07 30,97 5, Пос. Жданиха 39,84 6,86 42,84 10,75 41,7 7,47 30,97 7, Село Катырык 39,84 8,96 64,40 13,71 41,7 9,42 43,26 8, Село Кресты 25,17 5,49 21,28 9,01 26,1 6,47 18,69 5, Пос. Левинские 25,17 8,03 32,06 5,55 26,1 5,20 22,78 5, пески Село Новая 54,51 7,92 64,4 12,73 41,7 9,42 43,26 8, Село Новорыбная 39,84 6,86 64,4 9,24 41,7 7,47 43,26 5, Село Попигай 25,17 9,37 32,06 12,87 26,1 10,13 26,88 7, Пос. Потапово 54,51 5,94 64,4 6,94 57,3 4,78 47,35 4, Село Сындасско 39,84 6,86 53,62 9,79 41,7 7,47 39,16 6, Пос. Усть-Авам 83,85 6,16 118,3 7,54 88,5 4,88 84,21 4, Пос. Хантайское 69,18 5,24 85,96 7,74 72,9 5,74 63,73 4, озеро Село Хета 54,51 7,92 64,4 12,29 57,3 8,36 47,35 8, Таблица 4 – Расчетные капитальные затраты на строительство и срок окупаемости для ВЭУ большой и средней мощности в населенных пунктах Таймыра.

NW52-900 HY GEV НP 1MW FL MD 77 GEV MP C Населенный D HW пункт К, млн. ТОК, К, млн. ТОК, К, млн. ТОК, К, млн. ТОК, руб. лет руб. лет руб. лет руб. лет Село Хатанга 373,8 2,15 582,5 2,82 236 1,94 696,9 3, Опыт эксплуатации ВЭУ на территории севера России может быть также использован для других регионов России. С одной стороны, опыт может быть полезен для регионов Крайнего Севера (Ямало-Ненецкому автономному округу, Республики Саха (Якутия) и др.), но также и для районов, расположенных на юге России, приравненных к регионам Крайнего севера. К таким относятся республики Тыва и Алтай. Зимний минимум в указанных регионах может достигать - оС. Условия эксплуатации ВЭУ в зимний период очень схожи с условиями эксплуатации ВЭУ на Крайнем Севере и требуют от ветроэнергетической установки устойчивости ко всем проявлениям сурового климата. С другой стороны, на территории республики Тыва имеется ряд перспективных высокогорных населенных пунктов и горнодобывающих предприятий, также получающих электроснабжение от ДЭС. Высокогорные вершины обладают достаточно высоким ветроэнергетическим потенциалом, соизмеримым с потенциалом прибрежных зон Северного Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Ледовитого океана. Опыт эксплуатации пилотных ветроэнергетических установок определит перспективу использования ВЭУ конкретного производителя на территории с экстремальными климатическими условиями.

Список литературы:

1. Бобров А.В. Электроснабжение северных территорий Красноярского края на основе ветродизельных комплексов: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук– Красноярск., 2010 – 201 с.

2. Исследовательский отчет проекта: «Технико-экономическая оценка возможности использования возобновляемых источников энергии на территории Красноярского края в разрезе муниципальных образований края» - Красноярск, 2013 – 23 – 77 с.

3. Гагач Д. К., и др. Первая ветродизельная электростанция на Таймыре - И Кб “Юг-Контакт", Украина.

4. Безруких, П.П. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России [Текст] :П. П. Безруких[и др.]. -СПб.: Наука,2002. – 314 с.

5. Оценка ресурсов нетрадиционных источников энергии и объемов экономического их использования по регионам России. Договор № 98-14-19. Этап 1. Разработка научных, технических и экономических основ методик оценки ресурсов нетрадиционных источников энергии и объемов экономического их использования / Минтопэнерго РФ. АО ВИЭН. М.: 1998.

(Рукопись).

Использование солнечной энергии в системах электроснабжения населенных пунктов Тывы Тремясов В.А., Бобров А.В., Кенден К.В.

Сибирский федеральный университет, Россия, г. Красноярск kuca08@mail.ru Согласно разработанной в Главной геофизической обсерватории методике районирования по валовому гелиопотенциалу Республики Тыва, южные районы Красноярского края наряду с Амурской областью, югом Читинской области относятся к первой группе, наиболее перспективной для использования солнечной энергии [1].

По оценкам специалистов, использование солнечной энергии целесообразно при годовой продолжительности солнечного сияния не менее 2000 часов. Другим показателем является количество поступившей на гелиоприемник солнечной радиации (энергии) и изменчивость ее во времени в течение года.

Используя солнечную радиацию как дополнительный источник энергии совместно с дизельными генераторами в отдаленных районах Тывы можно существенно сократить затраты на дизельное топливо.

Максимальный приход солнечной радиации характерен для южных районов республики в пределах Убсунурской котловины. Село Качык расположено в юго-восточной части республики и граничит с Монголией. В отдаленном селе на расстоянии 130 км от районного центра проживает 304 человек, получая электроснабжение от дизельной электростанции (ДЭС) мощностью 30 кВт.

Для выбора структурной схемы и параметров элементов системы автономного электроснабжения с использованием энергии солнца необходимы, прежде всего, суточные графики нагрузок потребителей и среднемесячные значения прихода солнечной энергии на горизонтальную поверхность.

По изложенной в работе [2] методике расчета поступления солнечной радиации были получены среднемесячные значения прихода солнечной энергии на горизонтальную поверхность для села Качык (табл.1). Годовой приход солнечной энергии на горизонтальную поверхность составил 1555 кВтч/м2.

Таблица 1. Среднемесячные значения прихода солнечной энергии на горизонтальную поверхность Месяц I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII E, кВтч/м2 40 71 142 174 213 221 214 183 134 86 45 Простым и удобным на этапе предварительного проектирования является метод расчета часового электропотребления на основе многолетних накопленных данных, отражающих характер графика нагрузки электрической сети в зависимости от числа потребителей и времени года. Эти данные достаточно информативны и легко могут быть использованы в расчетных методах.

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Поэтому с учетом сезонного и месячного изменения потребляемой энергии, за основу были взяты профили суточного электропотребления, приведенные в [3].

На рис. 1 и 2 представлены суточные графики нагрузок с максимальным потреблением (январь) и периода с минимальным потреблением (июль) электроэнергии.

За среднесуточное потребление электроэнергии одним человеком был взята величина, равная 1,2 кВт. Среднесуточное потребление электроэнергии потребителями в январе составляет 445 кВтч/сут., в июле – 283 кВтч/сут. Максимальная нагрузка приходится на вечернее время зимой и доходит до 24 кВт. Общее годовое потребление села Качык составило 129600 кВтч.

Рис. 1. Зимний суточный график нагрузки (январь) Рис. 2. Летний суточный график нагрузки (июль) Структурная схема автономной солнечно-дизельной электростанции (СДЭ) представлена на рис. 3. Устройство АВР переключает питание нагрузки на дизель-генератор при отсутствии солнечной энергии и полном разряде аккумуляторной батареи (АБ).

Рис.3. Структурная схема автономной солнечно-дизельной электростанции Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Необходимое количество N фотоэлектрических модулей (ФЭМ) для солнечной электроустановки (СЭУ) определяется по формуле [4]:

(1) Pнагр N, E PСМ 3,6 n где РНАГР – нагрузка станции, 15 кВт;

Е – суммарная солнечная радиация на горизонтальную поверхность, кВтч/м2 (табл.1);

n – число дней в месяце;

РСМ – мощность одного ФЭМ, 0,25 кВт.

С апреля по сентябрь зависимость необходимого количества ФЭМ для каждого месяца практически линейная. Поэтому принимаем количество ФЭМ N = 60, что соответствует месяцу марту и октябрю. Установка большего количества модулей экономически нецелесообразна ввиду резко увеличивающихся затрат. Номинальная мощность СЭУ Р = 600,25 = 15 кВт. Годовая выработка электроэнергии СЭУ составляет 6479 кВтч.

ФЭМ пиковой мощностью по 250 Вт каждый и напряжением 48 В, соединяются в групп по 5 штук, каждая их которых генерирует напряжение 240 В. Параллельно с ФЭМ подсоединена АБ. Выбор емкости АБ определяется суммарной мощностью батареи, суточным и сезонным графиком потребления электроэнергии, уровнем солнечной инсоляции и экономическими факторами. Энергия, запасенная в АБ, должна быть в 2–4 раза больше установленной мощности СЭУ. АБ состоит из 25-и аккумуляторов с емкостями по 193 Ач.

каждый.

Для преобразования постоянного напряжения в переменное используется инвертор, со встроенным устройством заряда аккумулятора.

При определении капитальных затрат на СДЭ учитываются затраты на все комплектующие. Стоимость всех составных частей СДЭ приведена в табл. 2.

Таблица 2. Капитальные затраты на составные части автономной СДЭ (Куст ) № Цена за единицу, Кол- Итого, Наименование Марка тыс. руб во тыс. руб Фотоэлектрический SUNWAYS 1 14 60 модуль ФСМ IS- Дизельный генератор 2 615,38 1 615, Mobile-Strom Инвертор HYBRID 48В 18кВт 3 129 1 Аккумуляторная 4 HZY12-200 18,47 25 461, батарея Morningstar TS-MPPT Контроллер 5 26,9 1 26, Дополнительное 6 84, оборудование Итого: 2157, К пр К общим капиталовложениям К следует также отнести стоимость проектных и К стр строительных работ по определению местоположения и установки станции на местности [5]:

К К уст К пр К стр (2) К пр Стоимость проектных работ по определению места установки станции на местности принимается в размере 10 % от величины капиталовложений.

Стоимость строительных работ Кстр определяется по формуле:

К стр k p K уст, (3) Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ k где p - коэффициент затрат на установку станции, (о.е.), величина коэффициента в расчетах принималось постоянной и равной 0,04.

В эксплуатационные расходы входят затраты на обслуживание и ремонт:

С рем к рем рн ( К уст К стр ), (4) где рн = 1/Т - нормативный коэффициент рентабельности, где Т – экономический срок к службы оборудования (лет), равный 15;

рем - коэффициент затрат на ремонт (о.е.), принимаемый равным 0,2.

В табл. 3 приведены основные технико-экономические показатели СДЭ.

Таблица 3. Технико-экономические показатели СДЭ (с. Качык, Республика Тыва) Капиталовложения, тыс. руб. 2157, Эксплуатационные расходы, тыс. руб./год Годовая выработка электроэнергии СЭC, кВтч Срок окупаемости, лет Список литературы:

Иванова, И.Ю. Возможности использования солнечного излучения в Амурской области как 1.

одного из факторов снижения вредного воздействия на природную среду: сб. тр. 5-й Всероссийской НПК с международным участием / И.Ю. Иванова, Т.Ф. Тугузова, Н.А. Халгаева.

– Благовенщенск: Изд-во АмГУ, 2008. – с. 341– 344.

Ибрахим Тогола. Использование солнечной энергии для обеспечения водоснабжения 2.

сельскохозяйственных районов западной Африки: дис. … канд. техн. Наук: 05.14.08. Санкт Петербург, Санкт-Петербургский политехнический университет, 2003 – 147 с.

Михайлов, В.И. Режимы коммунально-бытового электропотребления. [Текст] / В.И. Михайлов, 3.

В.М. Тарнижевский – М.: Энергоиздат. 1993. – 283с.

Куликова, Л.В., Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии: Учебное пособие / Л.В.

4.

Куликова, Ю.А. Меновщиков.– Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 2005. – 365 с.

Лукутин, Б.В. Возобновляемая энергетика в децентрализованном электроснабжении:

5.

моногорафия / Б.В. Лукутин, О.А. Суржикова., Е.Б. Шандарова. – М.: Энергоатомиздат, 2008. – 231 с.

Идентификация динамических объектов первого и второго порядка на основе применения нейроэмуляторов Умутбеков Д.А., Глазырин А.С., Глазырин А.С.

Томский политехнический университет, Россия, г. Томск E-mail: metalurg@list.ru Введение. В настоящее время применение искусственных нейронных сетей (ИНС) стало широко использоваться в таких направлениях как автоматическое управление, нейрофизиология, электроэнергетика. Имея ряд уникальных свойств, а это, способность к обучению и обобщению данных, адаптация к изменению свойств объекта управления, пригодность к синтезу нелинейных регуляторов, ИНС становится мощным инструментом для решения задач фильтрации, идентификации динамических объектов, аппроксимации функции, прогнозирования (предсказания) и т.д.

Основанные на ИНС дискретные идентификационные модели называются нейроэмуляторами (НЭ) или предикторами. [1] Рассмотрим примеры нейэроэмуляторов динамических объектов первого и второго порядков.

Идентификация RL-цепи В качестве примера динамического объекта 1-го порядка, рассмотрим RL-цепь с параметрами R = 1 Ом, L = 0,01 Гн.

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Для составления тренировочного набора моделируются процессы, протекающие при коммутации RL-цепи на источник постоянного напряжения. Данный процесс описывается дифференциальным уравнением (1) составленным по второму закону Кирхгофа:

diL (t ) E (t ) R iL (t ) L (1) dt где iL(t) – ток, протекающий через RL-цепь;

E(t)- источник постоянного напряжения.

Период дискретизации для моделирования t=0.0002 c. Обучающая выборка представляет собой массив, состоящий из переходных характеристик динамического объекта, входными данными которого послужили напряжение и два задержанных сигналов по току, а выходным, соответственно ток на текущем шаге.

Нейронная сеть моделировалась, и обучалось в программной среде Matlab, с использованием инструментов Neural Network Toolbox. Архитектура нейроэмулятора:

однослойная сеть вида 3-10-1 с прямой передачей сигналов, количество нейронов в скрытом слое –10, функция активация всех нейронов – линейная. Обучение нейронной сети производилось по алгоритму Ливенберга-Марквардта [3].

Рис.1. Схема обучения нейроэмулятора На рис.1 представлена схема обучения нейроэмулятора.

~ ik ik где Uk – напряжение на входе;

– выход нейроэмулятора;

– выход RL-цепи ~ ~ i i (переходной ток);

k 1 – 1-й задержанный сигнал нейроэмулятора;

k 2 – 2-й задержанный сигнал нейроэмулятора;

– Среднеквадратичная ошибка.

На рис.2 представлен график переходного процесса при мгновенном изменении источника постоянного напряжения Рис.2. График переходного процесса при мгновенном изменении источника постоянного напряжения Идентификация фильтра низких (ФНЧ) и фильтра верхних частот (ФВЧ) Рассмотрим в качестве модели динамического объекта 2-го порядка фильтр низких частот и фильтр верхних частот.

ФНЧ и ФВЧ собраны на катушке индуктивности L = 350 мГн с омическим сопротивлением R = 1 Ом и конденсаторе C = 450 мкФ. Сопротивление нагрузки RНАГР.ФНЧ = 100 Ом, RНАГР.ФВЧ = 10 Ом. ФНЧ и ФВЧ описываются, дифференциальными уравнениями (2 3) составленными по первому и второму закону Кирхгофа.

Для фильтра низких частот:

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ diL (t ) U ВХ (t ) L dt iL (t ) R U ВЫХ (t ) ;

(2) dU ВЫХ (t ) U ВЫХ (t ) iL (t ) C.

dt RНАГР Для фильтра верхних частот:

diL (t ) U ВЫХ (t ) iL (t ) R L dt (3) dU ВХ (t ) d (U ВЫХ (t ) U ВЫХ (t ) iL (t ) С С.

dt dt RНАГР i (t ) - ток, протекающий через катушку индуктивности;

U BX (t ) - напряжение на где L U (t ) - выходное напряжение фильтра.

входе фильтра;

ВЫХ Для составления тренировочного набора моделируются переходные процессы при замыкании и размыкании на источник постоянного напряжения. Данный процесс моделировался в программе Matlab с использованием библиотек Simulink.

t 0,001 c Период дискретизации для моделирования ФНЧ и ФВЧ. Обучающая выборка для нейроэмулятора ФНЧ представляет собой массив, состоящий из переходных характеристик динамического объекта, входными данными которого послужили напряжение по входу и два задержанных сигналов напряжения по выходу фильтра, а выходными данными обучающей выборки соответственно выходное напряжение фильтра на текущем шаге. Отличие обучающей выборки для нейроэмулятора ФВЧ в том, что здесь добавляется входные данные задержанного входного сигнала на один шаг.

Архитектура нейроэмулятора ФНЧ: однослойная сеть вида 3-35-1 с прямой передачей сигналов, количество нейронов в скрытом слое – 35, функция активация всех нейронов – линейная. Архитектура нейроэмулятора ФВЧ: однослойная сеть вида 4-35-1 с прямой передачей сигналов, количество нейронов в скрытом слое – 35, функция активация всех нейронов – линейная. Схема обучения нейроэмуляторов ФНЧ и ФВЧ показана на рис.3. Обучение нейронных сетей производилось по алгоритму Ливенберга-Марквардта [3].


а) б) Рис.3. Схема обучения нейроэмуляторов а) ФНЧ и б) ФВЧ ~ U k – напряжение на входе;

U k 1 – задержанный сигнал по входу;

u k – выход Где ~ u u нейроэмулятора;

k – выход фильтра;

k 1 – 1-й задержанный выходной сигнал нейроэмулятора;

~ uk 2 – 2-й задержанный выходной сигнал нейроэмулятора;

– Среднеквадратичная ошибка.

На рис.4-6. представлены работы нейроэмуляторов при различных частотах.

По рис.5 видно, что нейроэмулятор ФНЧ пропускает сигналы низкой частоты, а при более высокой частоте (рис.6) амплитуда сигнала на выходе значительно уменьшается, что свидетельствует о правильности работы нейроэмулятора. Аналогично нейроэмулятор ФВЧ пропускает сигналы высокой частоты, при этом более низкие подавляет, уменьшая их амплитуду Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Рис.4. График переходного процесса нейроэмулятора ФНЧ при мгновенном изменении входного напряжения Рис.5. Работа нейроэмуляторов при частоте 5 Гц и напряжении на входе 100 В. а) нейроэмулятор ФНЧ и б) нейроэмулятор ФВЧ Рис.6. Работа нейроэмуляторов при частоте 100 Гц и напряжении на входе 100 В. а) нейроэмулятор ФНЧ и б) нейроэмулятор ФВЧ Вывод.

В результате проделанной работы были смоделированы нейроэмуляторы RL-цепи, ФНЧ и ФВЧ. Искусственные нейронные сети с линейными функциями активации могут моделировать различные динамические процессы 1-го и 2-го порядка. Использования нейроэмуляторов повышает эффективность фильтрации сигналов различных частот. Принцип обучения, рассмотренный в данной работе, позволяет использовать его для моделирования более сложных нейроэмуляторов динамических объектов.

Список литературы:

1. Махотило К.В. Разработка методик эволюционного синтеза нейросетевых компонентов систем управления. Харьков — 2. Хайкин С. Нейронные сети: полный курс, 2-е издание. : Пер. с англ. – М. : Издательский дом «Вильямс», 2006. – 1104 с.: ил. – Парал. Тит. Англ.

3. Медведев В.С., Потемкин В.Г. Нейронные сети. MATLAB 6/Под общ. Ред. к.т.н. В.Г.Потемкина.

– М.: ДИАЛОГ-МИФИ, 2002. – 496 с.

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Способы защиты сетей генераторного напряжения от коммутационных перенапряжений Е.М. Фаттахов Новосибирский Государственный Технический Университет, Россия, г. Новосибирск fem85@rambler.ru Характерной особенностью электрических сетей, содержащих вращающиеся электрические машины, является относительно низкая электрическая прочность ее статорной изоляции по сравнению с прочностью другого электрооборудования. Перенапряжения, возникающие при отключении генераторным выключателем токов короткого замыкания (КЗ) зависят не только от схемы сети, но и от характеристик дугогасительной среды генераторного выключателя. В настоящее время в сетях генераторного напряжения ТЭЦ широко внедряются вакуумные выключатели взамен морально и физически устаревших масляных выключателей. Как известно, вакуумные выключатели имеют жесткое дугогашение, т.е. способны отключать ток, содержащий высокочастотную составляющую, возникшую при повторном зажигании дуги в выключателе. В этом случае возникает так называемая эскалация перенапряжений. ОПН, установленные в сети генераторного напряжения могут ограничить перенапряжения относительно земли. Однако исследования показывают, что при этом градиентные перенапряжения, возникающие на продольной изоляции обмотки статора, превосходят уровень, допустимый для витковой и катушечной изоляции этой обмотки. Поэтому при проектировании дугогасящей камеры вакуумных выключателей следует обеспечивать такую скорость восстановления электрической прочности, при которой не будет наблюдаться повторных зажиганий дуги в вакуумной дугогасительной камере (ВДК) [1].

Следует отметить, что специального государственного стандарта на генераторные выключатели в РФ нет, но некоторые положения по техническим требованиям к ним записаны в общем стандарте на выключатели ГОСТ 687. Зарубежные производители генераторных выключателей ориентируются на стандарт IEEE Std C37.013-1997 «Высоковольтные генераторные выключатели переменного тока». В нем даны общие технические подходы и критерии по ряду параметров, методам испытаний и методикам расчетов [2].

Расчеты отключаемых генераторным выключателем токов КЗ и скорости ПВН проведены с использованием прикладного пакета Matlab Simulink. Результаты подтверждены аналитически по общеизвестным методикам расчета.

Таблица 1. Ток КЗ и скорость восстановления электрической прочности межконтактного промежутка ВДК КЗ на выводах КЗ на КЗ на генератора с выводах шинах установкой RC генератора цепочки Iк, кА 27 45 Скорость восстановления 2 генератора электрической прочности в работе 1,16 1,41 0, межконтактного промежутка ВДК, кВ/мкс Iк, кА 27 23 Скорость восстановления 1 генератор в электрической прочности работе 1,16 5,2 0, межконтактного промежутка ВДК, кВ/мкс Наиболее тяжелые условия для гашения дуги возникают при отключении первого полюса выключателя. Отключение всех полюсов происходит при прохождении тока в них через нулевое значение. Следовательно, при отсутствии механической задержки во временах отключения полюсов, время между отключениями составляет 3,3 мс, что существенно превышает время достижения восстанавливающимся напряжением своего максимума. Поэтому рассматриваются процессы на контактах первого по очереди отключаемого полюса выключателя. Способность отключения генераторного выключателя определяется, как правило, начальной скоростью восстановления напряжения на контактах выключателя, так как отключение без повторных зажиганий дуги в выключателе происходит лишь в случае, если скорость восстановления Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ электрической прочности между контактами в дугогасительной камере (ДГК) превышает скорость СПВН [1].

Результаты расчетов отключаемых токов и СПВН при варьировании места КЗ сведены в таблицу 1. В этой же таблице отражены различные режимы работы сети – работа одного или двух генераторов на шины ГРУ.

Из таблицы 1 видно, что наиболее тяжёлый случай возникает при отключении КЗ на выводах генератора и отключенном втором генераторе. Начальная скорость восстановления электрической прочности межконтактного промежутка ВДК должна составлять величину 5, кВ/мкс. Заводы-изготовители современных вакуумных выключателей гарантируют скорости восстановления электрической прочности межконтактного промежутка на уровне 4 кВ/мкс.

Следовательно, необходимо устанавливать средства защиты. В качестве такого средства была рассмотрена RC-цепочка с параметрами: R=50 Ом, C=0,1 мкФ. Результаты расчета СПВН с защитным аппаратом также представлены в таблице 1.

Как видно из результатов расчета наличие RC-цепочки приводит к снижению скорости восстановления напряжения на контактах ВДК до допустимого уровня (не более 4 кВ/мкс).

Заключение.

Расчет токов 3-фазного короткого замыкания в сети генераторного напряжения показал, что наиболее опасно КЗ на выводах генератора.

С установленным защитным аппаратом (RC-цепочка) требуемая начальная скорость восстановления электрической прочности межконтактного промежутка ВДК должна быть не менее 0,69 кВ/мкс. Заводы-изготовители современных вакуумных выключателей гарантируют скорости восстановления электрической прочности межконтактного промежутка на уровне кВ/мкс. При установке в рассматриваемую сеть выключателя с указанной скоростью восстановления электрической прочности не будет наблюдаться повторных зажиганий дуги в дугогасительной камере, следовательно, не будет наблюдаться и опасных высокочастотных перенапряжений на витковой изоляции генератора, силового трансформатора и токоограничивающего реактора.

Список литературы:

1. Электрооборудование высокого напряжения нового поколения. Основные характеристики и электромагнитные процессы: монография/ К.П.Кадомская, Ю.А.Лавров, О.И.Лаптев. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2008. – 343 с.

2. Генераторные выключатели 6 - 24 кВ, проблема выбора и применения. Новости электротехники №2(38) 2006 [Электронный ресурс].- Режим доступа:

[http://www.news.elteh.ru/arh/2006/38/10.php].

Проблема повышения эффективности регулируемого электропривода с вентильными преобразователями при добычи нефти Филимонова О.В.

Самарский государственный технический университет, Россия, г.Самара oksana201@rambler.ru Тенденция развития современного производства направлена на повышение единичных мощностей машин и оборудования при одновременном уменьшении их энергопотребления и снижении стоимости, для чего, в настоящее время активно развивается производство энергоэффективных регулируемых электроприводов с вентильными преобразователями.

Комплексный подход к энергоэффективности при добыче нефти основан на трех составляющих: энергосберегающее оборудование;

подбор оборудования по критерию максимального КПД при добыче;

обеспечение работы насосной установки с максимальным КПД при эксплуатации средствами интеллектуальной системы управления.

Использование в установках электроцентробежных насосов (УЭЦН) энергоэффективных ступеней и вентильных двигателей позволяет снизить потери электроэнергии на 25%, а посредством применения комплексного подхода можно добиться снижения удельного энергопотребления на 40% и более.

Вентильный двигатель (ВД) является наиболее перспективным и универсальным типом электропривода переменного тока, в котором регулирование скорости и момента вращения осуществляется подводимым напряжением, током возбуждения и углом опережения включения вентилей при самоуправлении по частоте питания. Он обладает регулировочными качествами Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ машин постоянного тока и надежностью систем переменного тока. Особенностью магнитокоммуникационных электрических машин является наличие общей магнитной системы статора, состоящей из двух групп, где при перемещении ротора возникает циркуляция двух переменных во времени магнитных потоков, максимальные значения которых сдвинуты по фазе на период, и, поскольку каждый из этих периодически переключаемых магнитных потоков пронизывает обмотку якоря, в последней индуктируется переменная во времени ЭДС. Так как максимальный магнитный поток замыкается через магнитопровод статора, ферромагнитные элементы ротора и немагнитный рабочий зазор, то зависимость Фmax от тока возбуждения аналогична кривой намагничивания обычных синхронных машин.


Современные исследования показывают, что ВД с коммутацией магнитного потока за счет наиболее полного использования всего объема машины и устранения при этом из системы пассивных электрических и магнитных контуров, не участвующих в процессе электромеханического преобразования энергии, позволяют обеспечить достижение высоких удельных массогабаритных и энергетических показателей [1]. В вентильных магнитокоммутационных двигателях рационально используются электрические и магнитные материалы, отсутствует перемагничивание и связанные с ним потери в магнитных контурах вследствие однонаправленных магнитных потоков возбуждения. Сокращение длины силовых линий магнитного поля улучшает использование объема электромагнитного ядра и уменьшает массу расходуемой электротехнической стали, что также ведет к снижению добавочных потерь на вихревые токи и гистерезис и, таким образом, способствует увеличению КПД машины.

В процессе добычи нефти основная проблема при эксплуатации стандартных УЭЦН на базе асинхронного двигателя состоит в том, что из 100% энергии, потребляемой из сети, 29% — приходится на потери в насосе, 13% — в двигателе и 10% — в кабеле. Еще 9% энергии теряется в системе управления и трансформаторе. Таким образом, 61% электроэнергии, потребляемой при эксплуатации УЭЦН, тратится вхолостую — на обогрев, вибрацию, износ и т.д. Лишь 39% электроэнергии идет непосредственно на подъем жидкости. При проектировании рабочего режима скважины нефтяники постоянно сталкиваются с проблемой подбора оптимальной компоновки насоса. В этом случае, как правило, используется следующий алгоритм: вывод УЭЦН на номинальный режим при максимальном КПД;

поддержание оптимального давления при подачи жидкости;

поддержание максимального дебита в рабочей области насоса;

периодическая эксплуатация УЭЦН с максимальным КПД.

Применение вентильных магнитокоммутационных двигателей в системе регулируемого электропривода позволяет поддерживать работу установки в точке оптимального КПД насоса непосредственно при эксплуатации. Этому способствуют такие характеристики ВД как плавный пуск, точная регулировка и полная защита электродвигателя от перегрузок за счет встроенного блока электронного управления;

диапазон регулирования скорости до 90% от максимального режима. Необходимая производительность УЭЦН достигается меньшим числом оборотов, и, соответственно, снижается уровень шума и повышается надежность.

В настоящее время вентильные магнитокоммутационные двигатели находят широкое применение в приборном электроприводе, в промышленной автоматике и робототехнике, в современных транспортных системах, в медицине, в мехатронных судовых и авиационных системах. Такие машины представляют собой дискретные конструкции, которые совместно с системами управления позволяют создавать энергоэффективные мехатронные устройства с информационными и энергетическими возможностями, недоступными для традиционных конструкций.

Список литературы:

1. Герман-Галкин С.Г. Анализ и синтез мехатронной системы с магнитокоммутационной машиной в пакетах Matlab Simulink // Силовая электроника. №1, 2006. – С. 82-86.

Расчет оптимального шага расщепления ХмеликМ. С., Шевченко С. С.

Новосибирский Государственный Технический Университет, Россия, г. Новосибирск michael.khmelik@gmail.com В статье описаны некоторые возможности использования современных программных комплексов ELCUT и MATLAB. Дан алгоритм и приведены результаты расчета оптимального шага расщепления.

Ключевые слова — расщепление проводов, расчет электромагнитных полей, ELCUT, MATLAB.

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ I. Введение Выбор шага расщепления фазы является одной из задач при проектировании воздушных линий СВН. Расщепление позволяет исключить возникновение общей короны и, соответственно, снизить потери. Детально, методика выбора шага расщепления описана в [1].

Следует отметить, что её основное достоинство - это простота, поскольку весь расчет основан на сравнении значений, полученных по простым формулам. С другой стороны, основной критерий, напряженность электрического поля, вычисляется по эмпирическим формулам, полученным ещё в начале прошлого века.

Очевидно, что в основе этой задачи лежит расчет электрического поля фазы.

Современные программные комплексы позволяют решать сложные полевые задачи, что позволяет воспользоваться другим путем: смоделировать необходимую конструкцию фазы и получить картину поля с заданной точностью. Затем, используя алгоритмический язык, можно задавать циклическое изменение параметров модели, и в рамках этого цикла решать указанную задачу.

Это можно реализовать, используя пакеты ELCUT и MATLAB. С помощью упомянутых комплексов, можно легко получить распределение напряженности электрического поля в зависимости от расстояния между составляющими фазы. При этом, полевая задача будет решена напрямую, а точность будет зависеть лишь от выбранной сетки.

II. Расчетная модель Рассмотрим задачу расчета оптимального шага расщепления для воздушной линии кВ.

Будем считать, что вектор напряженности электрического поля не изменяется вдоль координаты z (вдоль оси фазы). Это позволит упростить модель и свести задачу выбора шага расщепления к решению двухмерного электрического поля. В качестве еще одного допущения, примем, что земля имеет абсолютно ровную поверхность. Провода представлены в виде гладких цилиндров.

Такая модель, созданная в пакете ELCUT, показана на рисунке 1. Увеличенная часть модели, содержащая составляющие расщепленной фазы, показана на рисунке 2.

Использовались следующие параметры:

Радиус составляющей фазного провода d = 21.6 мм (АС 240/32);

Высота подвеса провода над землей Н = 15 м;

Фазное напряжение = 190.52 кВ Рис. 1.Исследуемая модель Рис. 2.Модель расщепленной фазы Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ III. Определение оптимального шага расщепления Для определения оптимального шага расщепления построим кривую зависимости максимальной напряженности электрического поля на поверхности провода от расстояния между составляющими фазы. Входными данными для расчета являются минимальный (amin) и максимальный (amax) возможный шаг расщепления и шаг расчета (a).

Поскольку радиус провода АС 240/32 равен 1.08 см, то минимальный шаг расщепления (расстояние между центрами проводников) был принят равным 3 см. Максимальный шаг установлен 70 см, т.к дальнейшее изменение поля не представляет интерес. Шаг расчета принят радиусу провода - 1.08 см, т.к позволяет получить результат с достаточной точностью, без использования значительных вычислительных мощностей.

Кроме того, был произведен расчет по аналитической методике, упомянутой выше, с параметрами аналогичными модели. Коэффициент негладкости провода m = 1, относительная плотность воздуха = 1. Расчетная формула [2]:

гдеUк – напряжение начала короны, кВ, – действующее значение напряженности начала короны, кВ/см, – радиус провода, см, m–коэффициент негладкости поверхности провода, n– количество проводников в фазе, –диэлектрическая проницаемость, – диэлектрическая постоянная, Ф/м, –коэффициент неравномерности, –емкость провода, Ф/м Результаты численного и аналитического расчетов представлены на рисунке 3. На нем же отмечены минимумы напряженности электрического поля и соответствующие им величины шага расщепления, которые равны 22.44 см и 25.28 см. Разность значений предположительно объясняется погрешностью численных расчетов сделанных в программном комплексе ELCUT и, возможно, погрешностью эмпирической формулы, используемой в аналитическом расчете. Но так или иначе, оба полученных шага расщепления близки по величине друг к другу.

Рис. 3. Зависимость максимальной напряженности поля на поверхности расщепленного провода от шага расщепления Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Стоит отметить, что приведенные в литературе [3][4] шаги расщепления для данного класса напряжения равны 40 и 60 см, что существенно выше полученных в результате расчета значений.

IV. Выводы Совместное применение комплексов ELCUT и MATLAB позволяет полностью автоматизировать процесс расчета поля. Благодаря этому, можно отказаться от многих эмпирических формул, имеющих ограниченную область применения, и решать задачи поля без допущений, с необходимой точностью.

Как отмечалось ранее, оптимальный шаг расщепления по аналитической методике отличается от шага, найденного на основе расчета поля. Хотя разница примерно в 10%, необходимо провести эксперимент, который покажет какая из двух методик точнее.

Наиболее интересное следствие из работы - несовпадение оптимального шага расщепления с точки зрения напряженности поля на поверхности провода с реально применяемым при проектировании. Причина этого авторам статьи неясна и будет устанавливаться в дальнейшей работе.

Список литературы:

1. Герасимов В. Г. и др. (гл. ред. А. И. Попов). Электротехнический справочник: в 4 т. Т.3. – М.:

Издательство МЭИ, 2004 – 964с.

2. Дмоховская Л.Ф, Ларионов В. П. и др. Техника высоких напряжений. – М.: Издательство «Энергия», 1975 – 480 с.

3. CTO56947007. Внутрифазные дистанционные распорки – гасители. Технические требования.

4. SS-EN 61854. Spacers for 220 kV and 400 kV OH lines.

Выбор мощности и места установки локального источника энергии в распределительной системе Я.Э. Шклярский, О.И. Цинкович Горный университет, г. Санкт-Петербург, Россия tsinkovich_o@mail.ru Внедрение локальных источников энергии в распределительную сеть связано с рядом сложностей, вызванных их влиянием на такие параметры режима работы энергосистемы как уровни напряжений в узлах, токи в линиях связи и др. На данный момент отсутствует общепринятая методика выбора мест установки и объемов распределенных генерирующих мощностей с точки зрения указанных факторов [1].

В общем случае можно сказать, что на выбор места расположения и мощности локального источника энергии влияют следующие факторы, связанные с энергосистемой [2]:

Технические (потери в линиях, качество электроэнергии, конфигурация и надежность системы электроснабжения, работа устройств РЗА и ПА);

Экономические (стоимость проектирования, стоимость строительства, стоимость эксплуатации и обслуживания, стоимость электроэнергии, потребляемой от централизованного источника энергии, расход топлива, стоимость производимой электроэнергии);

Экологические (уровень эмиссии углекислого газа и других загрязняющих веществ).

При внедрении распределенной генерации также возможен совместный учет указанных факторов.

Необходимо отметить, что неправильный выбор мощности и места установки локального источника может привести к увеличению потерь, ухудшению показателей качества электроэнергии, надежности и управляемости энергосистемы [2].

В настоящий момент задача выбора места установки и мощности локального источника энергии решается с помощью как аналитических, так и эвристических методов. В частности, применение генетического алгоритма показало свою эффективность для больших распределительных систем, в том числе и субоптимальные решения, при сравнении с методом перебора возможных вариантов [3]. При этом, одним из основных критериев при выборе мощности локального источника является минимум потерь при присоединении к i шине распределительной системы, а место установки определяется как шина, на которой потери при подключении источника оптимальной мощности будут минимальны. При поиске оптимального решения также учитываются следующие условия: уровень напряжения на шинах должен находиться в допустимых пределах, а ток в линиях - ниже максимально допустимого значения.

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Однако существуют и других подходы к проблеме внедрения локальных источников энергии, так, например в [4] анализ работы распределительной системы с локальным источником энергии производится на основе двух вероятностных методов планирования с учетом нагрузки, производства электроэнергии и их корреляции.

Первый метод включает в себя расчет объемов генерации локального источника энергии в течение месяца/года на основании статистических данных, затем, применяя график продолжительности нагрузок, определяется пропускная способность системы. В результате можно оценить «непроизведенную» энергию как разность между произведенной энергией и пропускной способностью системы и сделать вывод о необходимости модернизации существующей энергосистемы и/или изменении мощности локального источника энергии.

Во втором случае, используя график нагрузки для групп потребителей и график производительности локального источника энергии, можно провести расчет потоков мощности в системе и, как следствие, основных технологических показателей (уровней напряжения на шинах, потери и т.п.). В результате, можно сделать вывод о необходимой мощности источника, его алгоритмах управления и т.д.

Оба метода являются приближенными и не решают проблему выбора места установки локального источника энергии, при этом результаты, полученные при расчете приведенными методами, дают положительный экономический эффект, по сравнению с расчетом при условии «минимум спроса – максимум производства электроэнергии», который зачастую применятся при выборе локального источника энергии [4].

Кроме того локальные источники энергии могут применяться в качестве третьего независимого источника питания электроприемников особой группы I категории с целью обеспечения безаварийного останова технологического процесса (в обоснованных случаях – для обеспечения продолжения работы производства) [5].

В этом случае также применяются эвристические алгоритмы для реконфигурации системы с питанием групп ответственных потребителей от локального источника энергии в послеаварийном режиме [6].

Таким образом, можно сказать, что перспективным направлением решения проблемы выбора мощности и места установки локального источника энергии является применение эвристических алгоритмов оптимизации режима работы распределительной системы с локальным источником энергии.

Список литературы:

1. В.В. Тарасенко. Генетический алгоритм выбора распределенной генерации // Вестник ЮУрГУ, №14, 2010, Серия «Энергетика», выпуск 13, С. 15-19.

2. Gopiya Naik S., D.K. Khatod, M.P Sharma. Distributed generation Impact on Distribution Networks: A Review // International Journal of Electrical and Electronics Engineering (IJEEE): 2231-5284, Vol-2, Iss-1, 2012, pp. 68-72.

3. Deependra Singh, Devender Singh, K.S. Verma. Multiobjective Optimization for DG Planning With Load Models // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 24, No. 1, February 2009.

4. Sami Repo, Hannu Laaksonen, Pertti Jarventausta. New Methods and Requirements for Planning of Medium Voltage Network Due to Distributed Generation, Tampere University of Technology, Finland.

5. НТП ЭПП-94 - Нормы технологического проектирования. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. 1-я редакция. - М.: 1994. – 70 с.

6. Баасан Бат-Ундрал. Методы комплексного исследования нормальных и послеаварийных режимов систем электроснабжения с распределенной генерацией. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. ИрГТУ, г. Иркутск, 2009 г.

Разработка энергоэффективных систем катодной защиты магистральных газопроводов Абуняев А.С., Хасанова Л.Н., Цынаева А.А.

Самарский государственный архитектурно-строительный университет, Россия, г. Самара landysechka@mail.ru Природный газ является одним из наиболее экспортируемых ресурсов Российской Федерации. Его транспортировка осуществляется при помощи магистральных газопроводов, которые в процессе их эксплуатации подвергаются электрохимической коррозии [1].

Секция 1 ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ Для защиты газопроводов от электрохимической коррозии применяется катодная защита, заключающаяся в изменении состояния металла из активного в пассивное. Она может осуществляться двумя методами:

1. Гальванический метод заключается в образовании гальванопары, которая будет сохранять трубопровод электронейтральным;

2. Электрический метод заключается в использовании внешнего источника тока для поддержания пассивного состояния материала трубопровода.

Гальванопара – это два вещества, при взаимодействии которых в окружающей их среде возникает электрический ток [2]. В гальваническом методе роль этих веществ будут играть металлы, обладающие различными потенциалами и помещенные в электролит. При этом металл, обладающий более отрицательным потенциалом, будет выполнять роль анода и, разрушаясь, защищать металл с менее отрицательным потенциалом [1].

В качестве разрушаемых гальванических анодов используют протекторы из сплавов магния, алюминия или цинка.

Гальванический метод эффективен при использовании только в грунтах низкого сопротивления (до 50 Ом: пески, супесь, суглинки, чернозем, глина) [3]. Так как в грунтах с высоким сопротивлением (более 50 Ом: песчаники, известняки, лёсс) данный метод не может обеспечить необходимую защиту, будет целесообразным использование электрического метода [3].

Для осуществления защиты подземных трубопроводов от агрессивной электрохимической среды сооружаются станции катодной защиты (СКЗ), схема которой представлена на рис. 1. В состав СКЗ входят источник постоянного тока или преобразователь (защитная установка), анодное заземление, контрольно-измерительный пункт, соединительные провода и кабели.

Как правило, в качестве источников постоянного тока используются преобразователи различной конструкции, питающиеся от сети переменного тока. Они позволяют регулировать защитный ток в широких пределах, тем самым обеспечивая необходимую защиту трубопровода.

Для питания защитных установок используются воздушные линии переменного тока мощностью 0,4;

6 или 10кВ.

Защитный ток создает разность потенциалов "труба-земля". Так как ток распределяется по длине газопровода неравномерно, то и разность потенциалов в различных точках будет иметь значения неравные друг другу, причем максимальное из них будет находиться в точке дренажа, т.е. в точке подключения источника тока. Далее разность потенциалов уменьшается по мере удаления от этой точки.

Рис.1. Схема станции катодной защиты: 1 – выпрямитель;

2 – газопровод;

3 – анодное заземление;

4 – металлический проводник;

5 – грунт;

6 – электрод сравнения;

7 – высокоомный вольтметр;

8 – катодный вывод;

9 – трансформатор;

10 – блок управления;

11 – кабель питания Основными недостатками используемых в настоящее время СКЗ является сбои в их работе, вызванные следующими видами отказов:



Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.